Экономические показатели вариантов разработки - Особенность разработки месторождения

Таким образом, при выборе рекомендуемого варианта разработки, были рассмотрены вариант 1 (базовый) и 4 основных варианта: 1, 4а (3г+ГРП), 5(4а+РЦЗ), 6(5+ГС+СЕ), 7(6+загущение), 8(7+ПАВ).

Проведенные экономические расчеты показали:

Вариант 1 не требует больших эксплуатационных затрат по сравнению с другими основными вариантами, не требует капитальных вложений на бурение новых скважин. Однако из-за не высокой добычи нефти и наименьшего рентабельного периода разработки доходная часть варианта остается самой низкой по сравнению с другими вариантами и, как видно из таблицы 4.17, чистые дисконтированные поступления при различных ставках дисконта имеют самые низкие значения по сравнению со всеми рассмотренными вариантами. По этому варианту за рентабельный период добывается 38260 тыс. т нефти и достигается коэффициент извлечения - 33,46%.

Вариант 4а предполагает бурение новых добывающих и нагнетательных скважин с учетом рекомендуемой схемы и темпа разбуривания, проведение комплекса различных ГТМ, проведение ГРП, реконструкцию существующих объектов промысла, расширение производственных мощностей и строительство новых объектов. Это требует дополнительного вложения значительных капитальных средств, больших эксплуатационных затрат, чем в предыдущем варианте из-за увеличения объемов добычи, фонда скважин, проведения мероприятий по повышению нефтеотдачи. Данный вариант имеет более высокие технико-экономические показатели, чем базовый вариант. Тем не менее, данный вариант имеет меньшие величины показателей экономической эффективности. По этому варианту за рентабельный период добывается 123617 тыс. т нефти и достигается коэффициент извлечения - 42,29%.

Вариант 5 аналогичен варианту 4а с организацией роторно-циклического заводнения. Это положительно влияет на увеличение добычи нефти, и соответственно способствует увеличению доходной части данного варианта. Данные вариант имеет более высокие технико-экономические показатели, чем вариант 4а. По этому варианту за рентабельный период добывается 136414 тыс. т нефти и достигается коэффициент извлечения - 43,61%.

Вариант 6 аналогичен варианту 5 с добавлением к системе роторно-циклического заводнения строительства горизонтальных и многоствольных скважин. Реализация варианта требует больших капиталовложений и эксплуатационных расходов, чем предыдущие варианты. Тем не менее, внедрение данных технологий способствует значительному увеличению притоков денежных средств, которые покрывают необходимые вложения средств на исполнение варианта. Данные вариант имеет более высокие технико-экономические показатели, чем вариант 5. По этому варианту за рентабельный период добывается 142086 тыс. т нефти и достигается коэффициент извлечения - 44,20%.

Вариант 7 отличается от варианта 6 тем, что в нем предусмотрена организация закачки загущенной воды в пласты, для чего потребуется вложение дополнительных средств как капитального, так и эксплуатационного характера. Данный вариант имеет более высокие технико-экономические показатели, чем вариант 6ю По этому варианту за рентабельный период добывается 146902 тыс. т нефти и достигается коэффициент извлечения - 44,70%.

Вариант 8 подобен варианту 7 с добавлением осуществления на месторождении в системе повышенного давления (СПД) технологии закачки водного раствора ПАВ, что требует дополнительных средств как капитального, так и эксплуатационного характера. Проводимые мероприятия оказывают положительное влияние на увеличение добычи нефти, а, следовательно, и доходной части данного варианта. Предлагаемый вариант имеет наиболее выгодные экономические показатели и превосходит все рассмотренные варианты по основному показателю, определяющему выбор рекомендуемого варианта и эффект проекта - чистым дисконтированным поступлениям недропользователя. Они за рентабельный проектный период эксплуатации составляют самые высокие положительные значения при ставках дисконта 10, 15, 20% соответственно 7578,4 млн.$, 5570,2 млн.$, 4288,4 млн.$. Кроме того, уровень удельных эксплуатационных затрат на 1 тонну нефти за проектный срок разработки ниже по сравнению со всеми вариантами. По этому варианту за рентабельный период добывается 153156 тыс. т нефти и достигается коэффициент извлечения - 45,35%. Он обеспечивает наибольший проектный уровень добычи нефти 9868,6 тыс. т.

Учитывая, что расчетные значения чистых дисконтированных поступлений проекта (NPV) основаны на ценах реализации нефти, нормативах капитальных и эксплуатационных затрат по состоянию на 01.01.2006г., не исключено изменение принятых экономических показателей.

Таблица 4.17 - Техникo-экoнoмичecкиe показатели основных вариантов разработки месторождения за проектный (рентабельный) период

Наименование показателей

Единицы измерения

Варианты

1

4а

5

6

7

8

Проектный период

Годы

2006 - 2018

2006 - 2023

2006 - 2025

2006 - 2026

2006 - 2026

2006 - 2027

Рентабельный период (окончание безубыточной добычи)

Лет

13

18

20

21

21

22

Проектный уровень добычи нефти

Тыс. т /год

5 304,1

8 901,5

8 906,6

9 258,7

9 659,7

9 868,6

Проектный уровень добычи жидкости

Тыс. т /год

31 493,8

58 468,0

57 630,9

52 048,7

55 875,8

53 810,7

Проектный уровень закачки воды

Тыс. м3 /год

48 470,0

82 526,6

81 568,3

74 265,2

79 723,7

77 118,3

Фонд скважин за весь срок разработки, в т. ч :

Скв.

4 191

6 469

6 469

6 495

6 495

6 495

- добывающих

Скв.

3 121

4 515

4 515

4 541

4 541

4 541

- нагнетательных

Скв.

1 070

1 954

1 954

1 954

1 954

1 954

Ввод новых скважин из бурения

Скв.

0

2 472

2 472

2 498

2 498

2 498

- добывающих, в том числе

Скв.

0

1 672

1 672

1 698

1 698

1 698

- вертикальных

Скв.

0

1 672

1 672

1 546

1 546

1 546

- горизонтальных

Скв.

0

0

0

56

56

56

- многоствольных (скважин-елок)

Скв.

0

0

0

96

96

96

- нагнетательных

Скв.

0

800

800

800

800

800

Накопленные показатели за рентабельный срок разработки

- добыча нефти

Тыс. т

38 260

123 617

136 414

142 086

146 902

153 156

- добыча нефтяного (попутного) газа

Млн. м3

1 530

4 947

5 459

5 686

5 879

6 129

- добыча жидкости

Тыс. т

325 727

889 200

951 238

864 674

981 538

995 701

- закачка воды

Тыс. м3

456 821

1 256 265

1 346 093

1 235 051

1 392 675

1 415 244

- коэффициент извлечения нефти

%

33,46

42,29

43,61

44,20

44,70

45,35

- средняя обводненность продукции

%

92,9

93,8

93,4

90,5

93,5

93,5

Суммарная выручка от реализации товарной продукции

Млн.$

11 041,5

35 674,6

39 367,7

41 004,6

42 394,5

44 199,4

Капитальные затраты (без НДС)

Млн.$

156,8

1 898,2

1 900,1

1 958,7

1 960,0

1 961,7

- в строительство скважин

Млн.$

51,8

1 380,1

1 382,7

1 438,9

1 438,9

1 440,1

- в нефтепромысловое строительство

Млн.$

105,1

518,0

517,4

519,7

521,0

521,6

Удельные капиталовложения на 1 тонну нефти

$/тонну

4,1

15,4

13,9

13,8

13,3

12,8

Эксплуатационные затраты (без амортизации )

Млн.$

6 641,1

16 671,5

18 421,8

18 947,4

19 843,6

20 788,9

- прямые затраты

Млн.$

4 078,5

9 254,7

10 209,6

10 374,3

11 035,9

11 595,7

- налоги и платежи, относимые на вычеты

Млн.$

746,6

2 159,2

2 393,3

2 494,9

2 566,0

2 677,1

- расходы периода

Млн.$

1 815,9

5 257,6

5 818,9

6 078,2

6 241,7

6 516,1

Эксплуатационные затраты с учетом амортизации

Млн.$

7 489,9

19 225,6

20 989,3

21 621,1

22 462,3

23 430,6

Удельные эксплуатационные затраты на 1 тонну нефти

$/тонну

195,8

155,5

153,9

152,2

152,9

153,0

Финансирование за счет амортизации и чистой прибыли

Млн.$

156,8

1 898,2

1 900,1

1 958,7

1 960,0

1 961,7

Потребность в дополнительных средствах (заем/собственные средства)

Млн.$

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Чистые недисконтированные поступления

- до налогообложения

Млн.$

5 159,2

21 186,8

23 366,7

24 581,1

25 145,9

26 118,1

- после налогообложения

Млн.$

3 244,7

13 867,6

15 233,4

16 019,5

16 367,8

16 963,6

- бюджета Государства

Млн.$

1 914,5

7 319,1

8 133,4

8 561,7

8 778,0

9 154,6

Доля Государства в чистых недисконтированных поступлениях

%

37,1

34,5

34,8

34,8

34,9

35,1

Чистые дисконтированные поступления (NPV)

- до налогообложения

при 10% дисконта

Млн.$

3 498,9

10 375,0

10 862,9

11 273,2

11 366,8

11 565,5

при 15% дисконта

Млн.$

2 991,8

7 850,2

8 097,1

8 360,0

8 386,8

8 480,6

при 20% дисконта

Млн.$

2 601,8

6 172,5

6 302,1

6 479,1

6 475,1

6 519,0

- после налогообложения

при 10% дисконта

Млн.$

2 224,3

6 824,1

7 132,0

7 403,4

7 455,4

7 578,4

при 15% дисконта

Млн.$

1 908,2

5 170,7

5 326,7

5 501,4

5 512,5

5 570,2

при 20% дисконта

Млн.$

1 663,5

4 069,5

4 151,3

4 269,3

4 262,0

4 288,4

- бюджета Государства

при 10% дисконта

Млн.$

1 274,6

3 551,0

3 730,9

3 869,8

3 911,3

3 987,1

при 15% дисконта

Млн.$

1 083,6

2 679,5

2 770,4

2 858,6

2 874,3

2 910,5

при 20% дисконта

Млн.$

938,3

2 103,0

2 150,8

2 209,8

2 213,2

2 230,6

Доля Государства в чистых дисконтированных поступлениях

при 10% дисконта

%

36,4

34,2

34,3

34,3

34,4

34,5

при 15% дисконта

%

36,2

34,1

34,2

34,2

34,3

34,3

при 20% дисконта

%

36,1

34,1

34,1

34,1

34,2

34,2

Срок окупаемости

- до налогообложения

Годы

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

- после налогообложения

Годы

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

Внутренняя норма доходности

%

36,5%

64,3%

65,2%

67,0%

65,7%

65,4%

Индекс доходности (PI)

Ед.

21,7

8,3

9,0

9,2

9,4

9,6

Похожие статьи




Экономические показатели вариантов разработки - Особенность разработки месторождения

Предыдущая | Следующая